《电力中长期市场实施细则》深度解读——基于新规的制度重构与影响

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《电力中长期市场实施细则》深度解读——基于新规的制度重构与影响

《电力中长期市场实施细则》深度解读——基于新规的制度重构与影响

《电力中长期市场实施细则》深度解读

——基于2026年新规的制度重构与市场影响分析

2026年3月1日正式实施的《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）标志着我国电力市场从“电量搬运”向“价值发现”的根本性转变。新规通过构建“数年-年度-月度-月内”全周期交易体系、取消固定分时电价限制、确立绿电“证电分离”结算机制以及引入结算参考点等核心举措，彻底重塑了市场生态。这不仅打破了省间交易壁垒，强化了中长期市场作为现货市场的“压舱石”与风险对冲工具作用，更通过“一地注册、全国共享”的技术标准统一，为分布式能源、虚拟电厂等新型主体入市铺平了道路。新规的实施将推动市场从行政主导走向深度市场化定价，对发电企业的成本管控、售电公司的服务转型以及电力用户的负荷管理能力提出全新挑战。

政策背景与战略定位

2025年12月17日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号，以下简称“1656号文”），并定于2026年3月1日起正式施行，有效期为5年。这一新规的出台，是在党的二十届三中全会明确提出“推动市场基础制度规则统一”的宏观背景下，为贯彻落实加快建设全国统一电力市场体系战略部署而推出的顶层设计。与此同时，原有的《电力中长期交易基本规则》（2020年版）及《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》（2024年版）正式废止，这标志着我国电力中长期市场规则体系完成了从“试行探索”到“成熟定型”的关键跨越。
当前，我国电力系统正处于从传统电力向新型电力系统转型的深水区，新能源装机规模持续扩大，发电侧与负荷侧的双向波动性显著增强。原有的市场规则在应对发用电计划全面放开、现货市场全面覆盖以及新型市场主体（如虚拟电厂、分布式能源）大量入市等方面已显得力不从心。1656号文的实施，旨在解决省间交易壁垒、省内与省间市场衔接不畅、价格形成机制僵化等核心痛点，通过统一技术标准、交易时序和信息披露规范，构建统一开放、竞争有序的全国电力市场体系。
从市场运行现状来看，前三季度全国中长期交易电量已占市场总交易电量的95.9%，这一数据充分证明了中长期市场在保障电力电量平衡、稳定市场预期方面的“压舱石”地位。然而，随着“双碳”目标的深入推进，单纯的电量物理平衡已无法满足绿色低碳转型的需求。因此，新规特别强化了绿色电力交易的独立地位，将其从附属地位提升为与电能量交易并列的核心板块，并在规则中深度融合了绿色电力的环境价值属性。此外，新规还特别强调了与现货市场的紧密衔接，通过制度设计使得中长期市场不再是“电量批发”的终点，而是风险管理的起点，从而为电力市场的高质量发展奠定了坚实的制度基础。

市场成员体系重构与准入机制

随着新型电力系统的构建，电力市场的参与者结构发生了深刻变化。1656号文及相关地方实施细则对市场成员体系进行了全面重构，打破了传统“发-售-用”的三角结构，引入了多元化的新型经营主体，并明确了各方的权利义务与准入门槛。

2.1 市场成员分类与定义

新规明确将市场成员划分为三类核心主体：一是市场经营主体，包括发电企业、售电公司、电力用户以及新型经营主体；二是电力市场运营机构，涵盖电力交易机构和电力调度机构；三是电网企业。其中，最显著的变化在于对“新型经营主体”的界定与分类。
根据规则，新型经营主体被细分为两类：
单一技术类主体：主要包括分布式光伏、分散式风电、独立储能、可调节负荷等。这类主体通常规模较小，技术特性单一，但在系统调节中发挥着关键作用。
资源聚合类主体：主要包括虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化项目、负荷聚合商等。这类主体的核心功能是通过数字化技术，将分散的、微小的资源聚合起来，形成具备规模效应的“聚合单元”参与市场交易。
这种分类不仅明确了各类主体的市场身份，也为后续制定差异化的准入标准和交易限额奠定了基础。

2.2 准入条件与注册要求

新规对市场成员的准入提出了更为严格和规范的要求，核心在于“实名认证”与“技术门槛”。
实名认证制度：所有经营主体必须按照《电力市场注册基本规则》在电力交易平台办理注册、变更与注销。注册流程中，必须进行实名认证，确保主体身份的真实性与合法性。这一机制旨在防范“马甲户”交易和市场操纵行为，保障市场秩序的公平公正。
技术能力要求：对于不同类型的主体，规则提出了具体的技术准入标准。

2.3 权利与义务的对等设计

新规在赋予市场主体更多权利的同时，也强化了相应的履约义务，体现了权利与义务对等的法治精神。
权利的扩展：
  • 信息获取权：售电公司被明确赋予了获取签约用户“合同期内用电负荷信息”及“历史用电信息”的权利，这为其进行负荷预测和交易决策提供了关键数据支持。
  • 独立结算权：资源聚合类主体及其代理的分散资源，可以按照聚合服务合同约定的电能量价格进行单独结算，这一规定解决了分布式资源并网结算难、计量难的历史顽疾。
  • 绿电权益：参与绿色电力交易的主体，享有获取绿色电力环境价值（绿证）的权利，且该权益具有可追溯性。
义务的强化：
  • 履约担保：售电公司、虚拟电厂等主体必须按规定提交履约保函或保证金，以覆盖可能发生的偏差考核费用或拖欠电费风险。
  • 信息披露与保密：市场主体必须依法依规披露交易申报信息、典型负荷曲线等数据，同时需承担对用户隐私信息的保密义务。
  • 消纳责任：所有市场主体均需依法履行可再生能源消纳责任，不得推诿

交易体系的深度变革

1656号文对电力中长期交易的组织形式进行了革命性的重塑，构建了覆盖“数年-年度-月度-月内”全周期、多品种的交易体系，并通过精细化的组织机制，实现了市场灵活性与稳定性的平衡。

3.1 全周期交易机制的建立

新规打破了以往仅关注年度和月度交易的局限，向“更长”和“更短”两个方向进行了双向延伸。
数年期交易（长期稳定）：
  • 机制设计：鼓励开展标的物为1年以上的数年期交易。这一机制旨在满足新能源项目全生命周期的投资回收需求，以及大用户锁定长期成本的避险需求。
  • 功能定位：作为市场的“压舱石”，数年期交易有助于稳定市场预期，减少长期价格波动带来的投资风险。
月内交易（短期灵活）：
  • 机制设计：明确要求月内交易原则上应按日连续开市。这意味着交易不再局限于月初或月中某一天，而是随着市场供需变化实时进行。
  • 功能定位：作为市场的“调节阀”，高频次的月内交易允许市场主体根据最新的天气预报（影响新能源出力）或负荷预测（影响用电需求）随时调整合同电量，极大地提高了资源的配置效率。
多月连续交易（中期调节）：
  • 地方实践：部分地区（如山西、陕西）创新推出了“多月连续交易”机制。例如，山西建立的中长期多月连续交易机制，允许经营主体按日滚动撮合未来六个月各时段的电量。
  • 操作模式：这种机制类似于金融市场的“滚动结算”，允许市场主体在交易周期内持续申报和调整，有效平抑了价格异常波动，降低了市场风险。

3.2 交易品种与组织方式

新规将交易品种进行了标准化和精细化的分类，以适应不同主体的需求。
电能量交易：这是最基础的交易品种，包括集中交易（集中竞价、滚动撮合、挂牌）和双边协商交易。
  • 集中竞价：采用“统一边际出清”机制，价格由市场供需竞争形成。
  • 滚动撮合：特别是针对月内交易，采用“滚动撮合”方式，提高了交易的连续性和流动性。
  • 双边协商：允许市场主体自主协商交易量和价格，但价格不得违反政府设定的上下限。
绿色电力交易：新规将绿电交易提升至独立章节，明确了其特殊的交易属性。
  • 标的物：明确为“绿色电力”和“绿色电力环境价值”的组合。
  • 交易路径：包括省内绿电交易和跨省跨区绿电交易，且鼓励开展多年期的绿电交易（PPA）。
合同转让交易：
  • 机制创新：明确了合同转让的规则，即经营主体可以转让其持有的中长期合同（包括优先发电合同、直接交易合同等）。
  • 权责伴随：特别强调了“相关权责一并转让”的原则，即在转让电量的同时，必须一并转让对应的绿证、消纳责任以及违约责任，防止出现“卖电留责”的风险

3.3 跨省跨区交易与省内市场的耦合

针对长期以来省间交易壁垒森严的问题，新规提出了解决方案。
常态化互济：明确开展跨电网经营区常态化交易，由北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织。
方向限制解除：在特定条件下（如保供、消纳），跨省跨区交易可不受输电通道常规送电方向和送电类型的限制。这一规定打破了“单向输送”的物理束缚，使得省间互济更加灵活。
价格动态衔接：跨省跨区交易与省内交易在价格形成机制和经济责任上实现了动态衔接，促进了全国范围内的资源优化配置。

价格机制与结算模式重构

价格机制是市场配置资源的核心信号。1656号文最引人注目的变革，在于彻底改变了“行政定价主导、市场定价辅助”的局面，构建了以市场发现价格为基础、多种结算模式并存的新型价格体系。

4.1 价格形成机制的根本变革

新规确立了“能市场则市场”的价格形成原则。
取消行政分时电价：对于直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。这意味着，峰谷价差将完全由市场供需关系决定，而非由政府制定的固定曲线决定。这一变革使得电价信号能够更真实地反映电力的时空价值。
第三方不得干预：除政府定价的电量（如居民、农业等保供电量）外，中长期市场成交价格完全由市场主体通过竞争形成，任何第三方不得干预。
灵活定价模式：允许中长期合同签订固定价格，也可以签订灵活价（如“基准电价+浮动机制”）。特别是鼓励签订与现货市场出清价格联动的合同，使中长期市场具备了金融衍生品的属性，成为规避现货价格波动风险的工具。

4.2 结算模式的多元化创新

为了适应复杂的市场环境，新规引入了多种结算模式，市场主体可根据自身需求进行选择。
差价结算：这是金融属性较强的一种结算模式。市场主体只需对合同电量与实际用电量之间的偏差承担财务结算责任（即只结算价差），无需进行物理交割。这种模式适合风险厌恶型的大型用户和售电公司。
差量结算：这是传统物理属性较强的一种模式。市场主体需要对偏差电量进行实物交割，并按规则结算偏差电费。这种模式适合对物理交割有严格要求的主体。
日清月结：新规明确要求中长期交易原则上按自然月为周期，实行按日清分、按月结算。这一高频次的结算机制提高了资金周转效率，减少了长期交易中的违约风险。

4.3 绿电交易的“证电分离”

新规对绿色电力交易的价格和结算机制进行了重大调整。
价值解耦：明确绿电交易价格由“电能量价格”和“绿电环境价值”两部分组成。
独立结算：这两部分价值实行分开结算。电能量价格用于抵扣电费，环境价值（即绿证收益）独立核算。更重要的是，环境价值不纳入峰谷分时电价和力调电费的计算基数。这一规定避免了用户在享受绿电环境溢价的同时被重复征收辅助服务费用，提升了绿电交易的经济性。
溯源机制：规则要求建立严格的溯源体系，确保发电企业与电力用户“一一对应”，实现环境价值的可追踪、不可篡改。

市场风险防控与监管体系

在市场放开的同时，如何防范因投机炒作、供需失衡或技术故障引发的风险，是新规关注的焦点。为此，规则构建了从“预防”到“处置”的全流程风险防控体系。

5.1 风险类型与预警

新规明确了六大类重点风险：
电力供需失衡：如极端天气导致负荷激增或新能源出力骤减。
市场价格异常：如恶意串通导致价格大幅偏离合理区间。
不正当竞争：如滥用市场力、价格操纵等行为。
技术支持系统异常：如交易平台宕机、数据泄露等。
合同违约：如主体无力履约、拒绝支付偏差考核费用。
其他市场风险。
针对上述风险，规则要求建立监测预警机制。一旦监测到风险信号（如价格触及预警阈值），运营机构需立即发布预警信息，并启动相应的干预预案。

5.2 干预机制与兜底保障

当市场风险达到不可控的程度时，规则赋予了监管机构和运营机构“市场干预权”。
紧急干预：在发生系统安全风险或价格恶意波动时，允许采取临时限价、暂停交易、强制削减合同等紧急措施，以保障电网安全和市场稳定。
代理购电兜底：对于未能直接从市场获取足额合同的用户，或者因价格过高而退出市场的用户，电网企业需履行保底供电责任，通过代理购电满足其用电需求。
事后报告：实施市场干预后，必须在3日内向国家能源局派出机构及政府主管部门提交专项报告，说明干预的理由、过程及影响，接受监管审查。

5.3 信用管理与履约保障

履约保函/保证金：这是防范违约风险的核心经济手段。售电公司、批发用户及虚拟电厂等主体必须缴纳履约担保。当发生欠费或偏差考核时，运营机构有权直接从担保品中扣划。
信息披露责任：市场主体必须对其披露的信息真实性负责。对于虚假申报、隐瞒重要信息等行为，将面临严厉的信用惩戒和法律追责。

技术标准与平台建设

为了支撑全国统一电力市场的高效运转，1656号文对技术支持系统（电力交易平台）提出了严格的“四统一”标准。

6.1 “四统一”建设要求

统一平台架构：交易平台必须采用标准化的系统架构，确保系统的稳定性、扩展性和安全性。
统一技术标准：各地交易平台需遵循统一的数据接口标准、通信协议和安全防护标准。
统一核心功能：必须具备市场注册、交易申报、交易出清、安全校核、计量结算、信息披露等全流程的核心业务功能。
统一交互规范：交易机构与调度机构、电网企业之间的数据交互必须遵循统一规范，确保信息流的畅通无阻。

6.2 连续运营与数据管理

连续运营：为了满足月内交易按日连续开市的需求，交易平台必须具备7×24小时连续运营能力，并建立备用系统或双活运行机制，确保业务“零中断”。
数据生命周期管理：规则对市场数据的保存期限做出了明确规定。市场信息的披露保留时间不得少于2年，而涉及市场主体权益的原始数据（如申报表、出清结果）封存期不得少于5年。这一规定为后续的交易核查、争议仲裁提供了坚实的数据基础。

实施影响与行业展望

7.1 对市场主体的深远影响

1656号文的实施将彻底改变各参与主体的生存状态和竞争逻辑。
发电企业：特别是新能源企业，将面临从“保量保价”到“保量不保价”的彻底转变。随着固定分时电价的取消，电价波动将成为常态，企业必须建立专业的交易团队，利用中长期市场工具规避现货价格波动风险，同时通过绿电交易获取环境溢价。
售电公司：传统的“倒买倒卖赚价差”的商业模式将难以为继。售电公司必须向“综合能源服务商”转型，核心竞争力将转向对用户负荷的精细化预测能力、对中长期合约的金融管理能力以及对分布式资源的聚合调度能力。
电力用户：直接参与市场的用户将获得更低的用电成本，但也必须承担市场价格波动的风险。用户需要优化生产调度，增加在低谷时段的生产负荷，并利用月内交易进行灵活调整。对于分布式光伏用户，这也意味着可以通过市场化手段实现更高的收益。

7.2 市场发展趋势展望

现货市场全面铺开：随着中长期市场规则的理顺，中长期交易将更多地承担“风险对冲”功能，与现货市场的联动将更加紧密。未来，现货市场将成为价格发现的主战场，而中长期市场则是规避现货风险的避风港。
绿色价值凸显：随着“证电分离”和“溯源机制”的落实，绿电的环境价值将得到独立体现和市场化定价。这将极大激励分布式光伏、风电等绿色能源的开发与消纳，推动全社会绿色电力消费。
新型主体规模化入市：随着技术标准的统一和准入门槛的明确，虚拟电厂、独立储能等新型主体将迎来规模化爆发。它们将成为电力系统灵活性调节的重要来源，通过参与交易获取多重收益。
综上所述，2026年3月1日实施的《电力中长期市场基本规则》是我国电力市场化改革进程中的一座里程碑。它通过全周期交易体系的构建、价格形成机制的根本变革、绿电交易的独立化以及风险防控体系的完善，成功地将中长期市场从单纯的“电量批发渠道”升级为集“风险规避、价格发现、资源配置”于一体的综合性市场平台。
对于行业而言，这一新规意味着行政干预的退场与市场机制的主导。未来的电力市场将更加依赖于市场主体的理性博弈与自我约束。各参与方必须摒弃旧有的路径依赖，深入理解新规逻辑，提升自身的数字化、金融化与绿色化运营能力，方能在日益开放、竞争、透明的全国统一电力市场中立于不败之地。

 
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  • 本文由 chengsenw 发表于 2026年3月31日 07:49:57
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